Диссертация (1172986), страница 7
Текст из файла (страница 7)
При этомнаиболеесильнымкольматантомявляетсяфильтратбуровогораствора;наименьшими кольматирующими свойствами обладает сшитый гель ГРП.Применяемый в процессе экспериментальных исследований ГФС являетсядостаточно эффективным реагентом, снижающим закольматированность пористойсреды, но для каждого вида кольматанта его эффективность разная.Кроме того, ГФС подтвердил свою эффективность в части восстановленияфазовой проницаемости по нефти за счет разрушения твердых частиц кольматантовраствором соляной кислоты и изменения характера смачиваемости поровогопространства катионоактивным ПАВ на гидрофобный. Комплексный эффектданной композиции практически в 2 раза увеличил показатель фазовойпроницаемости по нефти образца керна после кольматации.Следует отметить, что в процессе проведения геолого-техническихмероприятий на добывающих скважинах недропользователи сталкиваются скомплексом осложнений одновременно; ПЗС закольматирована, и, если непредусмотреть эффективную очистку, в силу низких ФЕС и неоднородногораспространения пласта, в зонах со сниженным пластовым давлением зачастуювозможно получение «нерентабельного» притока нефти.58Таблица 2.13 – Результаты исследований с применением сшитого геля ГРППроницаеПроницаеГазопромостьСнижениемостьницае- Порисмодели пласта проницаемостКольматамодели пластамостьтостьпо нефтии послеционнаяпо нефти домодели пласта,послеобработсредаобработкипласта,%обработкики кольматанкольматантом,мДкольматантом,том, %мДмДСшитыйгель ГРП4,2714,182,120,8759Проницаемостьмодели пласта понефти послеобработкигидрофобизирующим составом,мДВосстановление проницаемости, %0,961105920Qзак-0,1 см3/минVпор-9,81 см3Градиент давления, МПа/мСшитый гель ГРП10Модель пластовой нефтиГФСМодель пластовой нефтиМодель пластовойнефти002,34,66,99,211,513,816,118,420,72325,327,6Поровый объем прокачки, ед.Рисунок 2.7 – График градиентов давления при прокачке модели пластовой нефти, сшитого геля ГРП игидрофобизирующего состава29,960ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2Результаты лабораторных фильтрационных исследований, выполненных наобразцах естественных кернов, с использованием различных кольматантов и ГФС вкомпозиции с раствором соляной кислоты, показали:1.
В процессе бурения, освоения скважин и проведения в них ГРП, какправило, снижаются первоначальные фильтрационные характеристики коллекторав ПЗС за счет кольматации порового пространства твердыми частицами и егогидрофилизации пластовой водой.2. Раствор соляной кислоты разрушает твердые частицы и остаткииспользуемых кольматантов.3. Очищая ПЗС и повышая ее фильтрационные характеристики, ГФСспособен гидрофобизировать поровое пространство ПЗС.4. Комплексное воздействие кислоты и ПАВ привело к увеличению фазовойпроницаемости по нефти, практически восстановив ее до 60% от первоначальногозначения.5.
Используемые при разработке месторождения, бурении и эксплуатациискважин технологические жидкости: буровой раствор, фильтрат бурового раствораисшитыйгельдляпроведенияГРПобладаютдостаточносильнымикольматирующими свойствами, для борьбы с которыми в работе предлагается ГФС,состоящий из катионоактивного ПАВ и раствора соляной кислоты.613. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГИДРОФОБИЗИРУЮЩЕГОСОСТАВА ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ВНИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПЛАСТА ЮС2/1ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯПо результатам лабораторных исследований на образцах керна пластаЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения подтверждена эффективностьприменения ГФС на основе катионоактивного ПАВ и соляной кислоты.Полученные результаты по восстановлению фазовой проницаемости по нефтипосле декольматации пласта позволяют рекомендовать данный состав дляпромышленного использования с целью подтверждения его технологическойэффективности.В данной главе рассмотрены условия и критерии применения ГФС,сформулирован технологический процесс проведения таких работ по обработкедобывающих скважин, а также обоснованы участки промысловых испытаний [41,59, 88].3.1.
Условия проведения водоизоляции гидрофобизирующим составом надобывающих скважинах Восточно-Сургутского месторождения,эксплуатирующих пласт ЮС2/1Как было описано ранее, технология водоизоляции с применениемкислотного ГФС на основе катионоактивного ПАВ и соляной кислоты,рекомендуется к применению на добывающих скважинах, вводимых послебурения,сосвоениемихметодомГРП,имеющихкоэффициентнефтенасыщенности более 60%; на залежах нефти, находящихся на 1 и 2 стадияхразработки и характеризующихся низкой обводненностью добываемой продукции.На основании данных рекомендаций была разработана программа ОПР пообработкепослеГРПдобывающихскважинВосточно-Сургутскогоместорождения на конечном этапе освоения после бурения и при проведениигеолого-технических мероприятий, а также определены участки проведения –части залежей пласта ЮС2/1 [21, 23, 26, 49, 51, 54, 59, 66].623.1.1.
Обоснование выбора участков работДля определения участков проведения ОПР сформулированы следующиекритерии:1. На участке работ ведется эксплуатационное разбуривание залежи пластаЮС2/1 с проведением ГРП на этапе освоения скважин;2. Имеется ранее пробуренный фонд скважин, запущенных в работу на пластЮС2/1 не менее полугода;3.
На участке со скважинами, ранее запущенными в эксплуатацию послебурения, снижение продуктивности или повышенная обводненность добываемойпродукции, нехарактерная для геолого-физических характеристик вскрытогопласта ЮС2/1;4. На участке работ отсутствует сформированная система воздействия.Проведен анализ распространения нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1,параметров работы добывающих скважин, состояния действующего и проектногофонда скважин, определено 4 участка залежи пласта ЮС2/1 (Рисунок 3.1-3.5).Основные характеристики участков проведения работ приведены вТаблице 3.1.63Таблица 3.1 – Основные характеристики выделенных участков проведения промысловых работПараметрыУчасток №1Участок №2Участок №3Участок №4Тип сетки скважинОобращенная девятиточечнаяПрямая иобращенная девятиточечнаяПрямая иобращенная девятиточечнаяПрямая иобращенная девятиточечная500х500500х500500х500500х500Эффективнаянефтенасыщеннаятолщина пластаЮС2/1, м2-162-162-162-16Разбуренностьучастка10%40%70%80%Сетка скважин, м х м64Рисунок 3.1– Обзорная карта с указанием нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения иучастков проведения ОПР65- скважины-кандидаты- опорные скважиныРисунок 3.2– Фрагмент карты нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения –Участок №1 ОПР66- скважины-кандидаты- опорные скважиныРисунок 3.3– Фрагмент карты нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения –Участок №2 ОПР67- скважины-кандидаты- опорные скважиныРисунок 3.4– Фрагмент карты нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения –Участок №3 ОПР68- скважины-кандидаты- опорные скважиныРисунок 3.5– Фрагмент карты нефтенасыщенных толщин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения –Участок №4 ОПР69Выделение опорных скважинСледующим этапом подготовки к проведению ОПР явилось выделениеопорных скважин, их расположение, геолого-физические характеристики ипараметры работы которых используются для подбора скважин-кандидатов дляпроведения обработки ГФС на конечном этапе освоения после ГРП.Под опорными скважинами будем понимать также действующие и проектныескважины, которые расположены на соответствующих участках залежи пластаЮС2/1, результаты эксплуатации которых будут использованы при анализеэффективности эксплуатации скважин-кандидатов, в которых проведены ОПР икоторые отвечают следующим критериям:1.
Начальная (после вывода на стационарный режим работы) и текущаяобводненность добываемой продукции скважины значительно выше стартовой итекущей обводненности скважин, пробуренных на том же участке залежи сподобной геолого-физической характеристикой вскрытого пласта ЮС2/1, исоставляет 50% или более %;2. Начальный (после вывода на стационарный режим работы) дебитжидкости и текущий дебит скважины значительно ниже начального и текущегодебита скважин, пробуренных на том же участке залежи с подобнойгеолого-физической характеристикой вскрытого пласта ЮС2/1;3. Эксплуатационные колонны герметичны;4. Отсутствие заколонных перетоков из водонасыщенных коллекторов вышеи ниже интервала перфорации;5.
На конечном этапе освоения после бурения не проводились обработкиПЗС различными химическими композициями с целью очистки и гидрофобизациипорового пространства;6. Пластовое давление соответствует первоначальному;7. Профиль ствола скважины наклонно-направленный.На основании данных критериев определен перечень из 19 отранжированныхопорных скважин, данные о которых представлены в Таблице 3.2 и которыеразделены на три группы.
Основные геолого-физические характеристики и70параметры работы опорных скважин представлены в Таблицах 3.3-3.8.Проведя анализ основных геолого-физических характеристик и параметровработы опорных скважин, установлено, что обводненность продукции скважин идебит жидкости существенно зависят от коэффициента нефтенасыщенности (Кнн)и мощности нефтенасыщенного коллектора (Ннн). Отранжировано и выделено 3группы из 19 опорных скважин (Таблица 3.2).Таблица 3.2 – Основные средние параметры ранжирования групп опорныхскважинПредставляет практический интерес анализ работы опорных скважин наначальном этапе их работы и через 6 месяцев:Группа 1 – 5 скважин:- средний дебит скважин по жидкости снизился в 2,4 раза;- обводненность добываемой продукции выросла в 1,15 раза;- средний дебит скважин по нефти уменьшился в 2,8 раза;- средний динамический уровень увеличился примерно на 23 м, чтосоответствует снижению забойного давления примерно на 0,23 МПа.Группа 2 – 12 скважин:- средний дебит скважин по жидкости снизился в 1,8 раз;- обводненность добываемой продукции осталась практически неизменной;- средний дебит скважин по нефти уменьшился в 1,9 раза;71- средний динамический уровень увеличился примерно на 88 м, чтосоответствует снижению забойного давления примерно на 0,9 МПа.Группа 3 – 2 скважины:- средний дебит скважин этой группы по жидкости уменьшился в 1,7 раза;- обводненность добываемой продукции осталась практически неизменной;- средний дебит скважин по нефти уменьшился в 1,5 раза;- средний динамический уровень остался практически неизменным.Таким образом, эксплуатация группы опорных скважин в течение шестимесяцев показала изменение режимных показателей их работы, что необходимоучитывать при выборе скважин-кандидатов, в которых будут проводится ОПР пообработке скважин-кандидатов ГФС.Как видно из данных Таблиц 3.6-3.8:1.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
